FORMTEXT需求響應效果監控與綜合效益評價導則目??次前言 II1范圍 22規范性引用文件 23術語和定義 24總則 25需求響應效果監控方法 26需求響應綜合效益評價方法 2附錄A（資料性附錄）需求響應措施分類及概念介紹 2附錄B（資料性附錄）案例 2需求響應效果監控與綜合效益評價導則范圍本標準規定了需求響應效果監控與綜合效益評價的指標及指標求取方法，同時確立了需求響應效果監控與綜合效益評價的一般原則，可幫助實施機構有效實施需求響應。本標準適用于需求響應實施機構對所實施的需求響應項目一段時期實際產生的效果進行監控，以及分析計算和評價實施需求響應項目的綜合效益。規范性引用文件下列文件對于本文件的應用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅注日期的版本適用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。GB/T2900.87-2011電工術語電力市場GB/T2900.84-2009電工術語.電價GB/T2900.58-2002電工術語發電、輸電及配電電力系統規劃和管理.供電可靠性、失負荷DINEN62308-2007設備可靠性.可靠性評估方法GB/T13471-2008節電技術經濟效益計算與評價方法GB/T15148-2008電力負荷管理系統技術規范術語和定義下列術語和定義適用于本標準。需求響應demandresponse從廣義上來講，需求響應是指電力市場中的用戶針對市場價格信號或激勵機制做出響應，并改變常規電力消費模式的市場參與行為。從不同的角度來看，需求響應可以有不同的定義，如從資源的角度看，需求響應可以作為一種資源，是指減少的高峰負荷或裝機容量；從能力的角度看，需求響應能夠提高電網運行可靠性，增強電網應急能力；從行為的角度看，需求響應是指用戶參與負荷管理，調整用電方式。事件event某一時段出現的電價變化或系統供需緊張等緊急狀態，對應于基于價格的需求響應項目和基于激勵的需求響應項目。需求響應效果監控demandresponsemonitoring對用戶在事件發生期間的需求響應狀況進行評價與量化。基于價格的需求響應price-baseddemandresponse一種需求響應項目類型，用戶可以根據零售電價的變化，相應地調整其用電需求，減少在高價格時段用電以控制自身的用電成本。包括分時電價（Time-of-Use）、實時電價（Real-timePrice）、尖峰電價（CriticalPeakPrice）?；诩畹男枨箜憫猧ncentive-baseddemandresponse一種需求響應項目類型,實施機構通過制定確定性的或者隨時間變化的政策，激勵用戶允許在電力短缺、接近短缺或出現短期可靠性問題等事故時中斷向他們供電，并得到直接賠償或其他時間的優惠電價。包括直接負荷控制（DirectLoadControl）、可中斷負荷（InterruptibleLoad）、需求側競價（DemandSideBidding）、緊急需求響應（EmergenceDemandResponse）、容量/輔助服務計劃（Capacity/AncillaryServiceProgram）。用戶實際負荷customeractualload用戶參與實施需求響應情況下的用戶表每小時記錄的實際負荷。用戶基本負荷customerbaselineload用戶不實施需求響應的情況下，每小時可能消耗的負荷。用戶削減負荷customerreducedload為事件時段用戶基本負荷與用戶實際負荷之差。需求響應資源demandresponseresource用戶參與實施需求響應的可削減負荷及發電機組。用戶響應性能（需求響應性能）customerresponseperformance用戶在事故期間的需求響應狀況。需求響應綜合效益demandresponsecomprehensivebenefit包括直接效益和外部效益，其中，外部效益包括集體效益、延伸效益、節能減排效益。直接經濟效益directeconomicbenefit直接效益的受益者是需求響應項目的直接參與方，項目的參與雙方通過項目的執行可以各自帶來的用戶側電費節省經濟補償，電網側購電成本降低，維持可靠性費用降低等。集體效益Collectivebenefit集體效益的受益者是所有和電力相關的電力用戶和電網企業、發電企業。包括由于需求響應項目的實施帶來系統可靠性的提高，零售電價的降低，推遲發輸配電設備擴容的步伐等方面。延伸效益extendingbenefit延伸效益是指由于需求響應項目實施帶來的間接的和延伸的收益，其受益者是區域內所有公民、區域電網和電力用戶。包括產業效益、能源獨立性效益、用戶用電多元化效益等方面。節能減排效益thebenefitofEnergysavingandemissionreduction節能減排效益是指由于需求響應項目實施帶來的節能減排收益，其受益者是全社會。包括直接減排收益和間接減排收益等方面?？擅馊萘砍杀綼voidedcapacitycost指可避免峰荷容量，是指由于節電在電網峰荷期可避免的裝機容量。電網側可免容量成本gridavoidedcapacitycost指電網企業由于可避免容量減少的投資費用?？擅怆娏砍杀綼voidedenergycost指因終端（用戶側或需求側）節約電量使發電側可避免的發電量。電網側可免電量成本gridavoidedenergycost指電網企業由于可避免電量減少的購電費用?？倓t基本任務為了適應需求響應項目效果監控與綜合經濟效益評價的需要，統一分析計算及評價原則和方法，爭取反映需求響應項目實際產生的經濟效益和作用，特制定本標準。效果監控量需求響應性能。綜合效益評價量按需求響應項目基于價格及基于激勵的分類，需求響應綜合效益評價定量分析的主要指標量如下圖所示：圖1需求響應綜合效益主要評價指標量基本要求4.4.1進行某種需求響應項目效果監控和綜合經濟效益分析計算和評價，必須十分重視基本資料的調查、搜集整理、綜合分析和合理性檢查，引用調查、搜集的電網運行資料和社會經濟資料，應分析其歷史和現實背景，并根據各時期的社會經濟狀況、價格水平和電價水平進行調整、換算。4.4.2進行某種需求響應項目效果監控和綜合經濟效益分析計算和評價時，除應符合本規范外，尚應符合國家現行的有關標準的規定。需求響應效果監控方法需求響應效果監控通過估計用戶的基本負荷，計算用戶在電價變化時段或事件期間的負荷削減量，進而評價用戶響應性能。用戶基本負荷的計算目的計算用戶基本負荷的目的是在電價變化下或事故期間為用戶的需求響應性能提供公平評價的基礎，制定合理的變化電價，以及給用戶以經濟激勵或處罰，促使更多的用戶實施需求響應，為資源規劃、方案規劃和經濟效益合算提供依據，最終實現電力系統經濟可靠運行。用戶基本負荷的計算原則公平合理制定計算規則時要考慮負荷類型(負荷規模、負荷時間等)，并保障需求響應資源買賣雙方的利益。準確簡明計算出的用戶基本負荷要盡量減少偏差，同時易于管理者與用戶理解和使用。數據典型所選擇的歷史數據要與所估算用戶的基本負荷強相關。最小化用戶投機機會計算規則要具有抑制用戶投機行為(人為地抬高基本負荷獲得超額激勵的行為)的功能，使用戶無機會投機或使其投機行為得不償失。最大化需求響應效益計算規則要能起到聚攏并高效利用需求側資源的作用。用戶基本負荷的計算方法用戶基本負荷計算方法的3要素用戶基本負荷的計算按負荷類型分為能量基本負荷計算與容量基本負荷計算；按時間分為日前基本負荷計算與實時基本負荷計算等。這些方法基本上都包括3個要素：數據選擇原則、計算方法和修正算法。數據選擇原則決定選擇哪些數據參與基本負荷的估算。計算方法對參與運算的數據采用何種運算，常用的有求歷史典型日負荷平均值法與基于制冷度日(coolingdegreedays)的回歸法。修正算法對特殊情況產生的影響進行計算，一般按電價變化或事故前若干小時的負荷對基本負荷進行修正，常用的有乘法因子修正法和加法因子修正法。基本負荷的常用計算方法本標準根據用戶基本負荷計算方法的3要素的不同，提供3類常用的基本負荷計算方法。Ⅰ類計算方法按基本負荷是否超過100kW，是在工作日還是周末分為4種，每種方法都計及氣象調整因子對結果的影響。不小于100kW的工作日用戶基本負荷的計算選擇數據：從電價變化或事件發生前2d（天）向前選擇對應時段10d的歷史負荷。歷史負荷要不包括周末、節假日、事件日及那些對應事件時段的平均用電量小于10d相應時段的總平均用電量75%的日子。從事件發生的前2d開始選擇是為了避開事件前1d用戶可能的投機行為；從10d中再選擇對應事件時段的平均用電量最大的5d，這是為了避免低估基本負荷。計算基本負荷：對所選擇的5d歷史數據計算事件時段每h（小時）的負荷平均值，即用戶在事件發生時段的基本負荷。不小于100kW的周末用戶基本負荷的計算選擇數據：選擇最近3個類似的周末，不排除節假日與事件日；從3d中選擇平均用電量較大的2d作為計算基本負荷的典型日。計算基本負荷：在周末事件期間每h的基本負荷就是2個典型日對應該小時的用電量的平均值。氣象調整因子的計算氣象調整因子是考慮天氣變化對負荷的影響，工作日與周末的氣象調整因子的計算類似。選擇數據：計算事件發生前2h的負荷平均值與所選的典型日對應該時段的總負荷平均值，選擇事件前2h是考慮到此時的負荷最接近于事件時的負荷，且用戶進行投機的可能性較小。計算氣象調整因子：上述2個平均值的比值為氣象調整因子，為了防止此值過大或過小，一般對其范圍限定為0.8~1.2。確立基本負荷：經氣象因子調整后，事件發生期間每h的用戶基本負荷等于該小時調整前的用戶基本負荷與調整因子的乘積?？紤]到有些負荷對天氣不敏感，用戶可選擇三種不同的基本負荷計算修正方法：不計及氣象調整因子、計及氣象調整因子以及按一定概率計及氣象調整因子。用戶基本負荷小于100kW的計算對于用電量小于100kW的居民或商業用戶，可以成立專門的需求響應服務公司，整合需求側資源，代理用戶參與需求響應。為了可靠估計這些用戶的基本負荷，一般采用統計方法抽取部分用戶作為代表，按照響應的抽取原則獲取采樣數據，基本負荷的計算方法與a)、b)、c)相同。Ⅱ類計算方法與Ⅰ類計算方法不太一樣，數據的選擇是從事件發生日向前選擇，計算修正因子所用數據是預約通知（reservationnotification）前3h的負荷，但基本負荷的計算仍采用簡單平均法，并用乘法修正基本負荷。具體計算步驟如下：選擇數據：從事件發生日開始向前選擇10d，剔除事件日、最高用電量日與最低用電量日，以剩余日的數據為用戶基本負荷的計算數據。計算未修正的用戶基本負荷：對所選擇的數據計算事件期間每h的負荷平均值，即用戶未修正的基本負荷。計算修正的基本負荷：預約通知前3h的負荷平均值與過去10d對應時段總負荷平均值的比值為氣象調整因子。如果預約通知日是負荷削減日或非工作日，則前一日對應時段的負荷數據被用來計算氣象調整因子，用戶的基本負荷等于未修正的用戶基本負荷乘以氣象調整因子。Ⅲ類計算方法與前兩類方法不同，Ⅲ類歷史數據選擇為事件發生前5d的負荷，計算方法采用加權平均法，且采用加法修正基本負荷。具體計算步驟如下：選擇數據：從事件發生日向前選擇5d，在選擇時跳過節假日、事件日與周末等。計算未修正的用戶基本負荷：計算5d對應事件時段及事件發生前2h期間內每小時的負荷平均值，并將其作為初始基本負荷，將此基本負荷的90%加上事件發生時負荷值的10%作為新基本負荷，其中初始基本負荷的比重較大是為了遏制用戶的投機行為。計算修正的基本負荷：對應于事件發生前2h的新基本負荷的平均值減去事件發生前2h的用戶實際負荷的平均值即為氣象調整因子，氣象調整因子加上新基本負荷就是修正后的用戶基本負荷。若氣象調整因子為負，則其值為0。建議初次參與需求響應的用戶的基本負荷計算采用此類方法。用戶響應性能評價評價原則用戶響應性能的評價原則與用戶基本負荷的計算原則基本相同。用戶響應性能是對用戶響應效果的最終評價，也是需求響應實施機構制定合理電價，以及給予用戶經濟激勵或懲罰的依據。因此需求響應性能的計算一定要公平合理，以激勵用戶的響應行為，實現需求響應效益的最大化。評價方法用戶響應性能的計算方法有絕對計算法（負荷削減量法）與相對指標法。絕對計算法削減負荷量等于用戶基本負荷減去用戶實際負荷。削減負荷量越大，響應性能越好。對于只有發電機組的用戶，其在事件發生期間比平時增加的出力相當于負荷削減量。對于既有負荷削減、又有發電機組的情況，其負荷削減性能是2種方式的性能之和。相對指標法該方法是建立在基本負荷計算基礎上的。為方便比較規?；蝾愋筒煌挠脩繇憫阅?，有2種性能指標法：認繳性能指標(subscribedperformanceindex，SPI)法與峰荷性能指標(peakperformanceindex，PPI)法。SPISPI是用戶實際每小時平均負荷削減量與其認繳負荷削減量之比，它用來評價用戶完成其承諾的真實性能。只要需求響應方案允許用戶就其需求響應資源事先作出削減承諾或參與競價銷售，就可以應用SPI來評價用戶的削減性能。SPI等于1，表示該用戶的表現達到了其認繳目標；SPI小于1，表示該用戶的性能未達到負荷削減目標；SPI大于1，表示該用戶超額完成了負荷削減目標。PPIPPI是用戶在事件發生期間實際每小時平均負荷削減量與非同時峰荷需求的比值。非同時峰荷代表用戶最高負荷水平，因此在任何情況下，削減值都不可能比非同時峰荷大，即PPI最大是1，此時用戶的所有負荷都從電網切除。PPI可用來表示用戶的響應技術潛力。PPI低，意味著該用戶當前負荷削減機會較少，需要給其額外的技術支持、指導與信息或采用更高級的實現技術。PPI與用戶規模結合起來，可以考察不同負荷類型用戶的相對負荷削減潛力。需求響應綜合效益評價方法通過前面需求響應效果監控方法可以估計用戶的基本負荷，計算用戶在電價變化時段或事件期間的負荷削減量，為需求響應綜合效益評價方法提供了數據支持。首先對需求響應綜合效益分析計算方法進行概述，分別給出基于價格的需求響應綜合效益及基于激勵的需求響應綜合效益的評價計算方法。評價目的6.1.1讓用戶看到參與實施需求響應項目實實在在的利益，激勵刺激用戶積極參與需求響應項目。6.1.2為電網公司實施需求響應做成本分析。6.1.3為政府層面制定出合理、有效的需求響應項目激勵機制提供參考。需求響應綜合效益分析評價方法概述需求響應綜合效益可分為直接效益和外部效益，其中，外部效益可分為集體效益、延伸效益及節能減排效益直接經濟效益的分析計算需求響應直接經濟效益包括參與項目的電力用戶直接經濟效益和推行項目的電網企業直接經濟效益兩部分，可采用定量計算和定性分析結合的方法。電力用戶直接經濟效益分析可采用定量計算和定性分析兩種方法結合。其中可以定量計算的直接經濟效益包括激勵性需求響應項目減少的電力用戶電費支出和可靠性需求響應項目帶來的缺電補償；定性分析的直接經濟效益包括提高電力設備能效及使用壽命和多元化供電方式提高用電自主性等方面。電網企業直接經濟效益分析可采用定量計算和定性分析兩種方法結合。其中可以定量計算的直接經濟效益包括可以提高電能傳輸效率，對電網企業產生直接的節能效益、保證電網的穩定可靠運行，降低了由于系統容量短缺而造成輪流停電出現的幾率；定性分析的直接經濟效益包括提高系統運行的平穩性，提高負荷率，增加電網設備資產的使用效率和壽命，降低電網運行維護成本等方面。集體效益的分析計算需求響應集體效益包括短期市場效益、長期市場效益和可靠性效益三個方面，主要采用定量計算的方法。短期市場效益是指激勵型需求響應項目可以通過負荷整型的方式提高電力系統資源的利用效率，以低廉的成本削減系統邊際成本和現貨市場電價?？赏ㄟ^系統尖峰價格出現的概率和頻率等指標來定量的進行分析計算。長期市場效益是指將需求響應作為替代資源來進行綜合資源規劃，以推遲發電、輸電和配電等基礎設施升級投資規模?？赏ㄟ^規劃期滿足正常負荷增長需求的發電、輸電和配電等基礎設施投資規模的大小等指標來定量的進行分析計算?？煽啃孕б媸侵竿ㄟ^多元化的需求響應資源保證系統可靠性，降低由于系統容量短缺、意外停運或事故等造成停電事故的概率和嚴重程度?？赏ㄟ^系統運行可靠性指標、切負荷概率、切負荷容量和事故停電損失等指標來定量的進行分析計算。延伸效益的分析計算需求響應延伸效益包括產業效益、能源獨立性效益、用戶用電多元化效益等方面，主要采用定性分析的方法。產業效益體現在需求響應的實施和建設將大大帶動我國相關產業的發展和智能樓宇、智能家庭、智能交通等一系列建設，并推動技術升級和產業結構調整。能源獨立性效益體現在對于區域電網來說，通過調用本地的需求響應資源減少突發事件情況下對于外部電力供應的依賴性，維持區域間交換功率的穩定性水平。用戶用電多元化效益體現在需求響應的實施為電力用戶用電多樣化選擇提供便利條件，使得用戶可以根據生產生活實際情況進行靈活配置并實現最高性價比的用電成本管理。節能減排效益的分析計算需求響應節能減排效益包括直接減排效益和間接減排效益兩方面，主要采用定量計算和定性分析結合的方法。直接減排效益體現在用戶側節能、發電側節能和電網網損減少三個方面的節能效果，相當于減少燃煤機組發電產生污染氣體排放，可結合綠色證書、未來排放權交易定價、減免稅收政策等進行貨幣定量化計算。實施需求響應用戶可以根據自己的用電習慣、電價水平以及用電環境，給各種用電設備設定參數，自動優化其用電方式，以期達到最佳的用電效果，進而提高設備的電能利用效率，實現節電。在實際計算中需要考慮到電網輸送網損，將用戶側節能效果歸算到發電側，結合機組煤耗/排放曲線進行減排效果計量。實施需求響應引導用戶將高峰時段的用電負荷轉移到低谷時段，從而可以降低高峰負荷，提高用電負荷率，增加機組利用小時數，進而穩定發電機組出力，降低火電機組發電煤耗。在實際計算中需要考慮實施需求響應前后火電機組出力波動情況進而影響到其煤耗，結合機組煤耗/排放曲線進行減排效果計量。實施需求響應后，傳統的負荷節點可根據調度人員安排實行靈活的雙向互動，結合我國以遠距離、大容量、低損耗的特高壓技術和相關設備為基礎的智能電網，可以優化系統的潮流分布，提高輸電網絡的輸送效率。在實際計算中需要考慮優化潮流分布前后，系統網損的變化情況，結合機組煤耗/排放曲線進行減排效果計量。間接減排效益體現在提高清潔能源利用率和推動電動汽車發展兩個方面，主要采用定性分析的方法。需求響應項目由于在電網中分布廣泛且控制靈活，可以和可再生能源發電結合起來，彌補可再生能源發電的不穩定性，從而促進智能電網對各種間歇性電源的消納能力不斷增強，電網優化配置能源資源能力將持續加強，從而加速可再生能源發電的利用。需求響應項目的實施有利于推動電動汽車等環保型設備的發展，增加電能消費，實現減排效益。目前由于初期投入和運行成本的問題，制約了電動汽車的普及。需求響應項目通過電價激勵手段鼓勵用戶電價低谷時充電，并在電價高峰時向電網售電，大大降低了電動汽車的運行費用。綜合效益分析計算方法根據圖1示需求響應綜合效益評價量，分別給出這些量的計算求取公式。減少電費支出指用戶參與實施基于價格的需求響應項目，放棄或轉移高電價時段的負荷用電帶來的電費支出的減少。用戶電量計算公式：（1）式中：P(t)——日負荷-時間序列；T——計量時長。實施需求響應后，用戶在對應時間日的電費支出：（2）式中：Δt——電價變化周期；p(Δt)——固定周期內的電價，元/kWh；n——時段數。減少電費支出產生的效益為實施需求響應前后的電費支出差額：（3）式中：M0——實施需求響應前用戶的日電費支出，萬元。峰谷分時電價（TOU）一天可以劃分為峰平谷3個時段（n=3），或峰谷2個時段；尖峰電價（CPP）在TOU上疊加一個尖峰時段；實時電價（RTP）一天可以劃分為24個時段或更為細致的時段數，故上述計算方法適用于TOU、CPP和RTP下減少電費支出的評估計算。獲得激勵補償用戶獲得激勵補償有兩種形式，一種是對用戶參與需求響在事件發生期間節約電量進行補貼，另一種是對響應的用戶在某一時段的總電費有所折扣。方式一：電量補貼用戶i由于激勵型需求響應項目j，可以獲得激勵補償：（4）式中：ΔPi,j——負荷削減量；Ti,j——削減持續時間；pi,j——單位電量補貼，元/kWh。精確制定補償標準的情況下，單位電量補貼pi,j是提前通知時間Ta,i,j、削減負荷Δ削i,j、削減持續時間Ti,j、用戶類型θ和失負荷價值VOLLi的函數。一般實施激勵型需求響應項目前，實施機構要與用戶簽訂合同。直接負荷控制的對象常為空調和供熱設備，集中輪控的方式對用戶的影響很小，一般無需提前通知（Ta,i,j=0），pi,j可為常數。方式二：電費折扣用戶在某一規定時段內獲得折扣激勵補償后的電費為：式中：Mct——折扣前用戶在某一規定時段內的總電費，萬元；ρ——電費折扣率。提高可靠性實施需求響應降低了停電概率，提高了供電可靠性：（5）式中：TTOTAL,i——用戶i理想供電的總時間；LOLP——實施需求響應前失負荷概率；LOLP’——實施需求響應后失負荷概率；ΔPi——可削減的負荷值?？擅馊萘砍杀究杀苊馊萘颗c用戶降低的峰荷、用戶同時率、系統備用容量系數、用戶總數有關。計算公式為：（6）式中：ΔPi——第個用戶降低的峰荷值；I——用戶總數；σ——用戶同時系數；λ——系統備用容量系數；α——電網配電損失系數?？擅馊萘砍杀究梢酝ㄟ^減少發電燃料消耗、少建或者緩建的變電站和輸電線路的平均造價確定。（7）式中：β——可避免容量成本的折算因子，通過每年減少的投資費用攤銷到每年的可免容量中進行計算?？擅怆娏砍杀究杀苊怆娏颗c終端措施節電量、終端配電損失系數、電網配電損失系統有關。計算公式為： （8）式中：ΔEG——系統可避免電量；ΔEi——用戶i終端措施節約電量（通過估計每年減少用電的時間與電網側可避免容量的乘積計算）；l——終端配電損失數；α——電網配電損失系數。可免電量成本可根據購電均價確定：（9）式中：ω——可避免電量的折算因子。環境效益環境效益由兩部分組成，一是由于實施需求響應減少使用礦物燃料的發電側少發的電量，是二氧化碳、二氧化硫等污染氣體的減排量與減排價值的乘積。（10）式中：NCO2、NSO2、NNOX——二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物減排量；VCO2、VSO2、VNOX——二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物減排價值；σCO2、σSO2、σNOX——二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物減排系數。二是由于實施需求響應帶來的削峰填谷的效果，負荷率提升，減少發電機組啟停頻率，提高發電效率。（11）式中：Δξ——實施需求響應提升的負荷率百分點；bg——需燃煤機組供電煤耗（g/kWh）；φ——負荷率與燃煤機組單位煤耗的相關因子，表示負荷率每提升1個百分點，燃煤機組單位煤耗下降φ；EG——實施需求響應前歸算到電網側的電量?？偟沫h境效益：（12）附錄A

（資料性附錄）

需求響應措施分類及概念介紹需求響應措施分類可以從兩個角度來對需求響應措施進行劃分，根據需求響應參與市場類型的不同可將需求響應措施大體分為兩類：基于市場競價的需求響應措施、基于可靠性管理的需求響應措施；廣義上，可以按照用戶不同的響應方式將需求響應分為基于價格的需求響應和基于激勵的需求響應?；趦r格的需求響應和基于激勵的需求響的具體措施分類如圖A.1所示。圖A.1需求響應措施分類需求響應措施定義需求響應措施的定義解釋如表A.1所示。表A.1需求響應措施定義需求響應措施定義基于價格的需求響應分時電價（TOU）基于規制經濟學中的高峰負荷定價理論，TOU是一種可以有效反映電力系統不同時段供電成本差別的電價機制，峰谷電價、季節電價和豐枯電價等是其常見的幾種形式。實時電價（RTP）零售側RTP是一種動態定價機制,其更新周期可以達到一小時或者更短,通過將零售側的價格與電力批發市場的出清電價聯動,可以精確反映每天各時段供電成本的變化并有效傳達電價信號。尖峰電價（CPP）CPP是在TOU和RTP的基礎上發展起來的一種動態電價機制，即通過在TOU上疊加尖峰費率而形成?；诩畹男枨箜憫苯迂摵煽刂疲―LC）指在系統高峰時段由執行機構通過遠端控制裝置關閉或者循環控制用戶的用電設備，提前通知時間一般在十五分鐘以內。可中斷負荷（IL）根據供需雙方事先的合同約定，在電網高峰時段由實施機構向用戶發出中斷請求信號，經用戶響應后中斷部分供電的一種方法。需求側競價(DSB)需求側資源參與電力市場競爭的一種實施模式，它使用戶能夠通過改變自己的用電方式，以競價的形式主動參與市場競爭并獲得相應的經濟利益，而不再單純是價格的接受者。緊急需求響應（EDR）指用戶在系統供需緊張時期響應電網公司的激勵，減少用電或轉移用電的一種需求響應，也可作為系統可靠性受到影響時類似可中斷負荷的一種方式。它結合歷史數據、價格數據、短期負荷預測用于削減高峰負荷，避免發生尖峰價格。容量/輔助服務計劃（CASP）用戶提供削減負荷作為系統備用，替代傳統發電機組或提供資源的一種形式。附錄B

（資料性附錄）

案例B.1需求響應效果監控案例案例：假定電價變化或事件發生于2006年8月2日12:00-20.00之間（對應基本負荷數據已在各表中用紅體標出）。采用本標準介紹的需求響應效果監控方法進行分析的步驟如下：Ⅰ類計算方法步驟一：非周末數據選擇數據選擇原則：從電價變化或事件發生前2d（天）向前選擇對應時段10d的歷史負荷。歷史負荷要不包括周末、節假日、事件日及那些對應事件時段的平均用電量小于10d相應時段的總平均用電量75%的日子。從10d中再選擇對應事件時段的平均用電量最大的5d。根據該數據選擇原則，從電價變化或事件發生前2d（天）向前選擇對應時段10d的歷史負荷如表B.1所示。表B.1中歷史數據已剔除周末07/30/06、07/29/06、07/23/06、07/22/06。表B.1平均用電量與總平均用電量計算a日期星期平均用電量（MWh）比例是否接受07/31/06星期一39.7921.280是07/28/06星期五31.2261.004是07/27/06星期四30.5110.981是07/26/06星期三30.6470.986是07/25/06星期二29.8990.962是07/24/06星期一22.5270.724否07/21/06星期五28.9950.932是07/20/06星期四29.3730.945是07/19/06星期三28.7980.926是07/18/06星期二39.1901.260是總平均用電量31.096注：表1中比例欄為平均用電量/總平均用電量。由于07/24/06平均用電量小于所選10d的總平均電量的75%，舍去這一天數據，向前繼續選擇，直到滿足要求為止。如表B.2所示。表B.2平均用電量與總平均用電量計算b日期星期平均用電量（MWh）比例是否接受07/31/06星期一39.7921.199是07/28/06星期五31.2260.940是07/27/06星期四30.5110.920是07/26/06星期三30.6470.923是07/25/06星期二29.8990.900是07/21/06星期五28.9950.874是07/20/06星期四29.3730.885是07/19/06星期三28.7980.868是07/18/06星期二39.1901.180是07/17/06星期一43.5101.311是總平均用電量33.194從上面10d歷史數據中再選擇對應事件時段的平均用電量最大的5d，如表B.3所示。表B.35d歷史數據選擇日期星期平均用電量（MWh）比例07/17/06星期一43.5101.25007/31/06星期一39.7921.23507/18/06星期二39.1901.01507/28/06星期五31.2260.96907/26/06星期三30.6470.951步驟二：基本負荷計算計算依據：對所選擇的5d歷史數據計算事件時段每h（小時）的負荷平均值，即用戶在事件發生時段的基本負荷。計算結果如表B.4所示。表B.4基本負荷計算值小時負荷平均值(MW)基本負荷(MW)07/17/0607/31/0607/18/0607/28/0607/26/0611.931.201.891.141.121.4621.891.081.870.981.011.3731.880.971.880.920.951.3241.780.911.810.880.871.2551.710.931.700.830.861.2161.080.960.970.830.880.9471.101.021.020.890.900.9981.181.051.061.041.031.0791.291.100.990.991.151.10101.461.311.121.091.261.25111.611.521.221.101.241.34121.651.581.241.141.331.39131.681.831.391.231.401.51141.941.981.631.391.501.69152.002.161.621.471.501.75162.012.221.741.621.501.82172.022.251.801.761.631.89182.232.371.801.751.661.96192.222.431.871.891.682.02202.292.241.821.751.561.93212.342.242.271.711.422.00222.082.342.221.711.551.98232.072.242.151.651.451.91242.071.882.111.451.231.75注：表B.4中小時欄代表一天的24個小時：第1小時、第2小時、第3小時…第24小時。步驟三：基本負荷修正修正原則：事件發生期間每h的用戶基本負荷等于該h未修正的用戶基本負荷與氣象調整因子的乘積。氣象調整因子k定義為：事件發生前2h的負荷平均值與所選的典型日對應該時段的總負荷平均值的比值。氣象調整因子是考慮天氣變化對負荷的影響。根據定義計算得到氣象調整因子為： 對表B.4中事件發生時段的基本負荷計算值進行修正，得到修正后的基本負荷，如表B.5所示。表B.5氣象因子修正小時實際負荷(MW)基本負荷(MW)修正因子k修正后基本負荷(MW)11.701.461.4621.601.371.3731.501.321.3241.301.251.2551.301.211.2161.300.940.9471.300.990.9981.301.071.0791.401.101.10101.601.251.25111.701.341.34121.711.391.271.77131.711.511.271.92141.891.691.272.15151.981.751.272.22162.071.821.272.31172.071.891.272.40182.071.961.272.49192.162.021.272.57202.161.931.272.45212.302.002.00222.401.981.98232.301.911.91242.001.751.75注：表B.5中實際負荷為電價變化或事件發生日數據。本案例為08/02/06當天用戶的實際負荷值。周末數據選擇及基本負荷計算方法與非周末日同理。Ⅱ類計算方法步驟一：數據選擇數據選擇原則：從事件發生日開始向前選擇10d，剔除事件日、最高用電量日與最低用電量日，以剩余日的數據為用戶基本負荷的計算數據。根據該數據選擇原則，從事件發生日開始向前選擇10d的歷史數據，如表B.6所示。表B.6平均用電量a日期星期平均用電量（MWh）08/02/06星期三42.82008/01/06星期二45.39507/31/06星期一39.79207/30/06星期日28.99507/29/06星期六32.71007/28/06星期五31.22607/27/06星期四30.51107/26/06星期三30.64707/25/06星期二29.89907/24/06星期一22.527從表B.6中剔除事件日08/02/06、最高用電量日08/01/06、最低用電量日07/24/06，剩余日的數據如表B.7所示。表B.7平均用電量b日期星期平均用電量（MWh）07/31/06星期一39.79207/30/06星期日28.99507/29/06星期六32.71007/28/06星期五31.22607/27/06星期四30.51107/26/06星期三30.64707/25/06星期二29.899步驟二：基本負荷計算計算依據：對所選擇的數據計算事件期間每h的負荷平均值，即用戶未修正的基本負荷。計算結果如表B.8所示。表B.8基本負荷計算值a小時負荷平均值(MW)基本負荷(MW)07/31/0607/30/0607/29/0607/28/0607/27/0607/26/0607/25/0611.201.191.341.141.111.121.221.1921.081.051.180.981.001.011.061.0530.970.941.070.920.950.950.950.9640.910.881.000.880.860.870.880.9050.930.860.970.830.860.860.850.8860.960.850.970.830.840.880.850.8871.020.911.020.890.920.900.900.9481.050.941.061.041.131.030.941.0391.100.850.990.991.051.150.871.00101.311.051.121.091.261.261.051.16111.521.121.221.101.141.241.151.21121.581.131.231.141.231.331.191.26131.831.171.391.231.411.401.271.39141.981.501.631.391.521.501.511.58152.161.501.621.471.521.501.501.61162.221.611.741.621.521.501.621.69172.251.681.801.761.621.631.681.77182.371.681.801.751.651.661.681.80192.431.751.871.891.681.681.751.86202.241.691.821.751.541.561.691.76212.241.481.601.711.411.421.481.62222.341.471.591.711.561.551.471.67232.241.341.461.651.451.451.341.56241.881.141.221.451.231.231.151.33步驟三：基本負荷修正修正原則：事件發生期間每h的用戶基本負荷等于該h未修正的用戶基本負荷與氣象調整因子的乘積。氣象調整因子k定義為：預約通知前3h的負荷平均值與過去10d對應時段總負荷平均值的比值。表B.9預約通知前3h基本負荷計算小時負荷平均值(MW)基本負荷(MW)08/02/0608/01/0607/31/0607/30/0607/29/0607/28/0607/27/0607/26/0607/25/0607/24/0611.701.811.201.191.341.141.111.121.221.201.3021.601.641.081.051.180.981.001.011.061.061.3031.501.490.970.941.070.920.950.950.950.981.1741.301.410.910.881.000.880.860.870.880.911.0751.301.340.930.860.970.830.860.860.850.900.9961.301.300.960.850.970.830.840.880.850.910.9771.301.291.020.911.020.890.920.900.900.960.9781.301.451.050.941.061.041.131.030.941.041.0191.401.531.100.850.990.991.051.150.871.061.10101.601.591.311.051.121.091.261.261.051.201.10111.701.751.521.121.221.101.141.241.151.271.25121.711.861.581.131.231.141.231.331.191.321.32131.712.061.831.171.391.231.411.401.271.461.37141.892.111.981.501.631.391.521.501.511.621.49151.982.212.161.501.621.471.521.501.501.691.67162.072.292.221.611.741.621.521.501.621.771.72172.072.302.251.681.801.761.621.631.681.861.80182.072.412.371.681.801.751.651.661.681.891.87192.162.412.431.751.871.891.681.681.751.971.90202.162.292.241.691.821.751.541.561.691.841.96212.302.262.241.481.601.711.411.421.481.741.86222.402.372.341.471.591.711.561.551.471.801.76232.302.272.241.341.461.651.451.451.341.701.83242.001.991.881.141.221.451.231.231.151.441.72由表B.9中得相關數據計算得到氣象調整因子k為： 對表B.8中事件發生時段的基本負荷計算值進行修正，得到修正后的基本負荷，如表B.10所示。表B.10基本負荷計算值b小時實際負荷(MW)基本負荷(MW)修正因子k修正后基本負荷(MW)11.701.191.1921.601.051.0531.500.960.9641.300.900.9051.300.880.8861.300.880.8871.300.940.9481.301.031.0391.401.001.00101.601.161.16111.701.211.21121.711.261.361.71131.711.391.361.89141.891.581.362.14151.981.611.362.19162.071.691.362.33172.071.771.362.41182.071.801.362.44192.161.861.362.52202.161.761.362.39212.301.621.62222.401.671.67232.301.561.56242.001.331.33注：表B.10中實際負荷為電價變化或事件發生日數據。本案例為08/02/06當天用戶的實際負荷值。Ⅲ類計算方法步驟一：數據選擇數據選擇原則：從事件發生日向前選擇5d，在選擇時跳過節假日、事件日與周末等。根據該數據選擇原則，從事件發生日向前選擇5d，并跳過周末07/30/06、07/29/06，得到的歷史數據如表B.11所示。表B.115d歷史數據選擇小時負荷平均值(MW)08/01/0607/31/0607/28/0607/27/0607/26/0611.811.201.141.111.1221.641.080.981.001.0131.490.970.920.950.9541.410.910.880.860.8751.340.930.830.860.8661.300.960.830.840.8871.291.020.890.920.9081.451.051.041.131.0391.531.100.991.051.15101.591.311.091.261.26111.751.521.101.141.24121.861.581.141.231.33132.061.831.231.411.40142.111.981.391.521.50152.212.161.471.521.50162.292.221.621.521.50172.302.251.761.621.63182.412.371.751.651.66192.412.431.891.681.68202.292.241.751.541.56212.262.241.711.411.42222.372.341.711.561.55232.272.241.651.451.45241.991.881.451.231.23步驟二：基本負荷計算計算依據：5d對應事件時段及事件發生前2h期間內每小時的負荷平均值，并將其作為初始基本負荷。表B.12初始基本負荷值小時負荷平均值(MW)初始基本負荷(MW)08/01/0607/31/0607/28/0607/27/0607/26/0611.811.201.141.111.121.2821.641.080.981.001.011.1431.490.970.920.950.951.0641.410.910.880.860.870.9951.340.930.830.860.860.9661.300.960.830.840.880.9671.291.020.890.920.901.0081.451.051.041.131.031.1491.531.100.991.051.151.16101.591.311.091.261.261.30111.751.521.101.141.241.35121.861.581.141.231.331.43132.061.831.231.411.401.59142.111.981.391.521.501.70152.212.161.471.521.501.77162.292.221.621.521.501.83172.302.251.761.621.631.91182.412.371.751.651.661.97192.412.431.891.681.682.02202.292.241.751.541.561.88212.262.241.711.411.421.81222.372.341.711.561.551.91232.272.241.651.451.451.81241.991.881.451.231.231.57將此基本負荷的90%加上事件發生時負荷值的10%作為新基本負荷。計算結果如表B.13所示。表B.13新基本負荷值小時實際負荷(MW)初始基本負荷(MW)新基本負荷(MW)11.701.281.2021.601.141.1131.501.061.0441.300.990.9951.300.960.9961.300.961.0371.301.001.1681.301.141.1791.401.161.31101.601.301.38111.701.351.46121.711.431.60131.711.591.70141.891.701.78151.981.771.85162.071.831.93172.071.911.98182.071.972.03192.162.021.91202.161.881.85212.301.811.95222.401.911.87232.301.811.20242.001.571.11步驟三：基本負荷修正修正原則：氣象調整因子加上新基本負荷就是修正后的用戶基本負荷。若氣象調整因子為負，則其值為0。氣象調整因子k定義為：對應于事件發生前2h的新基本負荷的平均值減去事件發生前2h的用戶實際負荷的平均值。根據表B.13相關數據求得氣象調整因子k為： 由于氣象調整因子k為負值，其值為0，修正后的基本負荷值如表B.14所示。表B.14修正后基本負荷值小時實際負荷(MW)新基本負荷(MW)修正因子k修正后基本負荷(MW)11.701.201.2021.601.111.1131.501.041.0441.300.990.9951.300.990.9961.301.031.0371.301.161.1681.301.171.1791.401.311.31101.601.381.38111.701.461.46121.711.6001.60131.711.7001.70141.891.7801.78151.981.8501.85162.071.9301.93172.071.9801.98182.072.0302.03192.161.9101.91202.161.8501.85212.301.951.95222.401.871.87232.301.201.20242.001.111.11B.2需求響應綜合效益評價案例案例：假設某一地區2006年8月2日實施了峰谷分時電價（TOU）和可中斷負荷（IL），峰谷分時電價實施對象為該地區工商業5戶用戶，可中斷負荷實施對象為與電力公司簽訂可中斷合同的工商業5戶用戶。采用本標準介紹的需求響應綜合效益評價方法進行分析的步驟如下：步驟一：確定相關基礎數據基于價格的需求響應項目——峰谷分時電價（TOU）減少電費支出計算所需數據獲取實施TOU前后電價數據：假設實施TOU后一天被劃分為峰谷2個時段，峰時段為12:00-20:00，其余為谷時段，如表B.15所示。表B.15時段劃分及電價TOU前TOU后時段劃分峰時段平時段12:00-20：0024:00-12:0020:00-24:00電價（元/kWh）0.6331.0550.633獲取5個用戶實施TOU后一天24h的負荷數據，選取數據時應剔除非價格因素的影響。如表B.16所示。表B.16實施TOU后用戶的實際負荷小時平均負荷值（MW）12345工業用戶工業用戶工業用戶商業用戶商業用戶1:0026.12.231.650.6221.702:0026.72.251.540.5621.603:0025.62.241.680.5041.504:0025.12.231.620.4951.305:0026.72.221.620.4771.306:0026.62.231.630.4841.307:0027.02.231.660.6261.308:0028.52.221.780.6561.309:0028.42.211.630.7721.4010:0031.12.221.710.8341.6011:0030.72.241.751.0691.7012:0027.82.231.711.2161.7113:0029.12.231.721.2581.7114:0030.12.241.731.1411.8915:0030.02.261.661.0641.9816:0030.62.291.821.0782.0717:0030.52.221.671.1952.0718:0028.52.221.691.2882.0719:0029.32.261.631.302.1620:0029.92.231.661.0392.1621:0026.92.261.590.9592.3022:0028.72.241.650.8412.4023:0027.32.261.620.732.3024:0026.92.231.610.682.00根據需求響應效果監控方法的Ⅰ類計算方法計算每個用戶的基本負荷，如表B.17所示。表B.17用戶基本負荷計算值小時基本負荷（MW）12345工業用戶工業用戶工業用戶商業用戶商業用戶1:0025.562.211.600.6221.462:0025.842.211.480.5621.373:0025.342.231.530.5041.324:0024.372.221.590.4951.255:0026.242.201.500.4771.216:0025.542.231.510.4840.947:0025.992.221.450.6260.998:0027.572.211.690.6561.079:0027.402.181.530.7721.1010:0026.752.211.580.8341.2511:0029.642.241.631.0691.3412:0032.462.271.771.2161.7713:0030.612.291.931.2581.9214:0031.362.302.001.1412.1515:0031.842.311.91.0642.2216:0031.842.312.031.0782.3117:0031.832.251.871.1952.4018:0030.222.241.941.2882.4919:0030.712.271.841.302.5720:0031.192.251.761.0392.4521:0025.702.261.540.9592.0022:0027.772.211.510.8411.9823:0026.672.231.530.7301.9124:0025.992.221.400.6801.75提高可靠性計算所需數據根據行業類型，列出5個用戶失負荷價值VOLL；根據調查，估算出5個用戶可削減負荷ΔP，理想供電總時間TTOTAL取24h；根據5個用戶實施TOU前后一天的負荷數據，統計出實施TOU前后失負荷概率LOLP。如表B.18所示。表B.18提高可靠性計算所需數據用戶編號12345行業類型工業工業工業商業商業VOLLi（元/kWh）7.7537.0377.75324.37140.136可削減負荷ΔPi（kW）184060270240420TTOTAL,i（h）2424242424實施TOU前LOLP0.0324實施TOU后LOLP0.0071可免容量成本計算所需數據獲取5個用戶同時系數σ，系統備用容量系數λ，電網配電損失系數α，單位容量節約的發電燃料消耗、少建或者緩建的變電站及輸電線路成本β。如表B.19所示。表B.19可免容量成本計算所需數據用戶同時系數σ系統備用容量系數λ電網配電損失系數α可避免容量成本的折算因子β（元/kW容年）0.80.10.05793可免電量成本計算所需數據根據5個用戶實施TOU前后一天24h的負荷數據，計算出5個用戶的節約電量；獲取用戶終端配電損失系數l；獲取該地區購電均價ω。如表B.20所示。表B.20可免電量成本計算所需數據用戶編號12345行業類型工業工業工業商業商業節約電量ΔEi（kWh）11776384172815362688用戶終端配電損失數l0.050.050.050.030.03可避免電量的折算因子ω（元/kWh）0.62環境效益計算所需數據根據5個用戶實施TOU前后一天24h的負荷數據，計算出可避免電量ΔEG、實施需求響應前歸算到電網發電側的電量EG和實施需求響應提升的負荷率百分點Δξ；獲取燃煤機組供電煤耗bg；獲取負荷率與燃煤機組單位煤耗的相關因子φ；獲取二氧化碳、二氧化硫和氮氧化物的排放系數σCO2、σSO2、σNOX及相應的減排價值VCO2、VSO2、VNOX。如表B.21所示。表B.21環境效益計算所需數據可避免電量ΔEG（kWh）實施需求響應前歸算到電網發電側的電量EG（kWh）實施需求響應提升的負荷率百分點Δξ燃煤機組供電煤耗bg（g/kWh）負荷率與單位煤耗的相關因子φ（g/kWh·%）19972.196923146.1290.0433354.5污染氣體CO2SO2NOX污染氣體排放系數（噸/kWh）0.00033570.000008030.0000069污染氣體減排價值（元/噸）16020000631.6基于激勵的需求響應項目——可中斷負荷（IL）電網企業與用戶簽訂的可中斷合同，必須明確中斷提前通知時間Ta、可中斷負荷ΔP、日可中斷時間T，形成可中斷用戶信息數據庫。如表B.22所示。表B.22可中斷用戶信息用戶編號i用戶性質中斷提前通知時間Ta（h）可中斷負荷ΔP(kW)日可中斷時間T(h)失負荷價值VOLL(元/kWh)單位電量補貼pi,j(元/kWh)1工業7240067.7530.62工業0.56862.0710.33工業215283.0410.44工業1.560812.6840.95商業24533624.3711.2獲得激勵補償計算所需數據獲取實施IL前后用戶負荷數據：假設IL開始時間為9:00，根據參與IL的用戶對合同的執行力情況，分別考慮用戶符合和不符合合同中斷量要求兩種情況下綜合效益評價量的計算。參與用戶負荷中斷量符合合同中要求時實施IL前后的負荷數據如表B.23所示。（紅體標出部分為用戶對應的基本負荷，下同）表B.23中斷前后用戶負荷數據小時負荷平均值（MW）12345中斷前中斷后中斷前中斷后中斷前中斷后中斷前中斷后中斷前中斷后1:008.428.429.609.608.488.481.711.712.3172.3172:008.058.059.409.407.587.581.6891.6892.2872.2873:008.028.0210.2010.207.397.391.6551.6552.3352.3354:008.118.118.608.607.197.191.6181.6182.2982.2985:008.138.138.898.898.668.661.6261.6262.322.326:008.118.119.409.4011.3011.301.6761.6762.3782.3787:008.018.019.609.6012.6012.601.6641.6642.4992.4998:007.987.989.879.8718.6018.601.7061.7063.113.119:007.737.3312.6012.53120.1019.9241.781.7183.102.47610:008.017.4612.4012.32519.1018.9231.751.6873.092.54211:008.037.5611.4011.33218.3018.1451.6921.6313.092.55412:008.377.9511.3011.22817.3017.1481.7271.6663.092.43513:008.498.0413.4013.31918.3018.1291.7521.6873.112.34614:008.548.1312.5012.42918.2018.0311.7521.6833.102.40115:008.458.4512.0012.0019.2019.0151.7441.6723.023.0216:008.198.1912.9012.9015.9015.7481.7311.6673.033.0317:008.968.9612.5012.5015.2015.201.6641.6643.093.0918:008.478.4712.6012.6012.4012.401.661.663.103.1019:008.128.1212.5012.5011.3011.301.6511.6512.932.9320:008.268.2612.1012.1010.0010.001.6641.6642.8762.87621:008.058.0511.7011.708.518.511.6891.6892.8692.86922:008.668.6610.9010.908.378.371.6681.6682.5822.58223:008.758.7511.2011.207.657.651.6851.6852.1722.17224:008.298.2910.9010.908.288.281.6811.6812.3372.337由表B.23中數據可得到，用戶i由于激勵型需求響應項目j而實施的負荷削減量ΔPi,j、削減持續時間Ti,j。提高可靠性計算所需數據理想供電總時間TTOTAL取24h；獲取用戶失負荷價值VOLL；根據5個用戶實施IL前后一天24h的負荷數據，計算用戶削減的最大負荷值ΔPi、統計出實施IL前后失負荷概率LOLP。如表B.24所示。表B.24提高可靠性計算所需數據用戶編號i12345VOLLi（元/kWh）7.7532.0713.04112.68424.371削減的負荷值ΔPi（kW）400680152060863TTOTAL,i（h）2424242424實施IL前LOLP0.033實施IL后LOLP0.0118可免容量成本計算所需數據獲取該地區5個用戶同時系數σ，系統備用容量系數λ，電網配電損失系數α，單位容量節約的發電燃料消耗、少建或者緩建的變電站及輸電線路成本β。如表B.19所示。可免電量成本計算所需數據根據5個用戶實施IL前后一天24h的負荷數據，計算出5個用戶終端措施節約電量Δ施i；獲取用戶終端配電損失系數；獲取該地區購電均價ω（表B.20中已給）。如表B.25所示。表B.25可免電量成本計算所需數據用戶編號12345行業類型工業工業工業工